边底水油藏低含水采油期合理开发技术政策探讨

张卫刚 郭龙飞 胡 瑞 陈德照 付 玉

(1. 中国石油长庆油田分公司第八采油厂地质研究所, 西安 710018；2. 西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500)

姬塬油田铁边城元267区侏罗系油藏属小型岩性、构造圈闭油藏，位于鄂尔多斯盆地西部,储层岩性均匀,油水关系清晰。在构造与圈闭大小的双重控制作用下，侏罗系储层分布了大小不同的油藏圈闭，同时纵向油层叠合发育，自上而下主要发育有延8、延9、延10油藏。各圈闭发育有不同程度的边水、底水，存在不同的油水界面。油藏整体含水率缓慢上升，其中延8、延9油藏含水率上升较慢，含水率曲线表现为S型；延10油藏含水率上升较快，含水率曲线表现为凸型。油藏含水率主要受底水接触关系、射孔程度、采液速度、流压等因素的影响。本次研究中，将依据研究区储层非均质性、隔夹层及底水分布等特征，优化射孔方案、采液速度、流压等开发技术政策，以有效地控制油藏含水率上升率和延长低含水采油期。

1 合理射开程度

受边底水锥进及内推作用的影响，侏罗系油藏含水率快速上升，但边底水与油层接触关系不同使得含水率上升速度存在差异。为了精确优化合理射开程度，对油井接触关系进行分类。

(1) 油水接触关系分类。针对元267区隔夹层发育特点，按油水接触关系将油井分为3类：Ⅰ类井油层与底水直接接触；Ⅱ类井油层与底水间有薄夹层或泥岩；Ⅲ类井油层与底水间有稳定岩隔层,其厚度大于2 m，平面距离大于2个井距，或没有底水。根据底水接触关系，认为隔层能有效抑制含水率的上升。统计资料显示，元267区延10油藏生产井Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井底水突破时间分别为22、38、45个月。 图1所示为延10油藏油水接触关系类型划分图。

(2) 射开程度对含水率上升的影响。依据各类接触关系下不同射开程度的含水率变化,可得出合理的射开程度范围(见图2、图3、图4)。其中，Ⅰ类井油层与水层直接接触，合理射开程度为20%～30%； Ⅱ类井油层与水层之间为薄泥岩夹层或致密砂岩，合理射开程度为30%～40%；Ⅲ类井油层与水层之间为较好隔层，合理射开程度>40%。

2 合理采液速度

在边底水油田低含水期，需控制含水率上升率，抑制水锥稳定油水界面。通过大量调研发现，合理控制低含水期含水率上升率的关键是确定合理采液速度。对14个边底水油藏实际开发阶段的含水率、可采储量采出程度进行回归，得到含水率与可采储量采出程度关系曲线(以周31区块、周43区块为例，见图5)。分析此关系曲线，可以看出：

(1) 含水率与可采储量采出程度有着良好的相关性，相关系数一般在0.9以上。

(2) 油水黏度比在20以下的边底水油藏，含水率上升存在明显的阶段性；中低含水期含水率与可采储量采出程度呈直线关系，而中高含水期含水率上升明显放慢；拐点出现在含水率65%～75%处，平均含水率为68%；油水黏度比为60～110的边底水油藏，含水率上升不存在阶段性，从低含水阶段直至高含水阶段。

(3) 含水率与可采储量采出程度均呈直线关系。

图2 I类接触关系下不同射开程度的油井含水率

图3 II类接触关系下不同射开程度的油井含水率

图4 III类接触关系下不同射开程度的油井含水率

由此认为，控制边底水油藏含水率上升的关键在于控制含水率快速上升阶段的含水率上升率，应对含水率快速上升阶段影响含水率上升的主要因素进行分析。

含水率快速上升阶段，含水率与动用地质储量采出程度关系为：

式中：系数a表示此阶段的可采储量含水率上升率；系数b表示油藏初期的含水率,b为负值时表示油藏存在无水采油期，b为正值时表示油藏投产即见水。14个油藏的b值平均为-3.7%，见水时可采储量采出程度平均为3.l%，这表明边底水油藏见水较快，无水采油期短。

图5 低黏油藏含水率与可采储量采出程度的关系

通过回归系数a与采收率、渗透率、油水黏度比、采液速度的关系，分析含水率的主要影响因素。低黏边底水油藏含水率上升出现拐点前，采液速度与系数a存在明显相关性，与最大采液速度和平均采液速度的关系基本相似，但与平均采液速度的相关性更强。从a与平均采液速度的关系可以看出，低黏边底水油藏在含水率快速上升阶段过低或过高的采液速度均不利于含水率的控制，采取2%～5%的平均采液速度比较合理。

含水率快速上升期采取过高的采液速度容易导致边底水的指进或锥进，使得含水率上升率较高，而过低的采液速度也容易导致较高的含水率上升率(见图6)。分析认为，过低的采液速度可能影响单井对泄油面积的控制效果，从而使得含水率上升率较高。

元267区边底水油藏属于低黏边底水油藏，宜在低含水期选取合理采液速度(见图7)。通过矿场统计法得到合理采液速度：延8油藏合理采液速度为2.2%；延9油藏合理采液速度为2.0%；延10油藏合理采液速度为4.0% 。

图6 延8、延9、延10油藏采液速度与含水率的关系

图7 延8、延9、延10油藏采液速度与单井产量的关系

3 合理流压

在日常油藏开发管理中，流压偏低说明动液面较低。油井供液不足极容易导致油井含水上升，流压过高供液充足但采液速度低则会影响油井日产水平，因此合理流压的大小直接影响油藏开发水平(见图8、图9)。根据油藏流压与含水率的关系可确定合理流压：元267区块延8油藏合理流压为5.0 MPa；延9油藏合理流压为5.0 MPa；延10油藏合理流压为4.5 MPa。

图8 油藏流压与含水率的关系

图9 油藏流压与单井产量的关系

4 结 语

根据边底水油藏的特点，对低含水开发初期的开发技术政策进行了研究。根据含水率上升影响指标分析结果，对元267区块现阶段技术政策作出以下优化调整：(1) 针对3种接触类型的射孔程度进行分类，Ⅰ类射孔程度为20%～30%， Ⅱ类射孔程度为>30%～40%， Ⅲ类射孔程度>40%；(2) 针对低含水期选取合理采液速度,延8油藏合理采液速度为2.2%，延9油藏合理采液速度为2.0%，延10油藏合理采液速度为4.0%；(3) 针对低含水期选取合理流压，延8油藏合理流压为5.0 MPa，延9油藏合理流压为5.0 MPa，延10油藏合理流压为4.5 MPa。